沾化凹陷渤南洼陷超压系统与油气成藏研究

【摘要】渤南洼陷为沾化凹陷中的一个次级洼陷,油气资源十分丰富,异常高压极为发育。目前发现的构造油气藏主要分布在常压带,而岩性油气藏多分布在异常高压区。渤南洼陷沙三、四段烃源岩层系内超压系统与油气生成和运移有着十分密切的内在联系,深层泥岩和砂岩异常高压的形成演化明显地控制着成藏动力作用及油气成藏过程,超压系统的研究对渤南洼陷沙三段(Es3)和沙四段(Es4)油气勘探方向和岩性油气藏的勘探具有十分重要的意义。本文以渤南洼陷沙三、四段烃源岩层系发育的大规模分布的地层超压作为研究目标,利用测-录井、试油测试、地震、岩心测试以及油气地质综合研究的资料,在已有的研究成果基础上,深入研究了现今超压的静态分布特征,超压成因及欠压实和生烃等不同增压机制的相对贡献；利用储层岩石学和成岩作用分析方法探讨了超压流体来源、形成时期及与超压封闭相关的成岩作用；基于油气成藏动力学理论分析了不同压力环境下油气驱动机制的差异性及对油气成藏的影响。论文主要研究内容和取得的主要成果认识如下：1.超压特征及成因和超压响应及预测(1)根据456口探井的2981个实测地层压力数据,揭示渤南洼陷大规模超压系统出现在深层沙三、四段,实测砂岩异常高压埋深在2300-4200m,最大压力系数可以达到1.85,压力系数>1.5的强超压发育在约3000m深度以下。利用实测压力和测井曲线资料对单井超压特征分析表明：①超压层段泥岩具有高声波时差值,泥岩密度对超压的响应较为复杂；②渤南洼陷除局部地区沙一段出现低幅度超压带(欠压实超压带)外,深部沙三、四段常发育上、下两个超压带,上超压带发育在沙三段中～下亚段,下超压带发育在沙四段上亚段,上、下超压带之间被沙四段顶部膏盐层分隔；③渤南洼陷超压顶界面埋深变化在2950-3150m范围,超压顶界面深度由西向东逐渐变深,这主要是由于烃源岩的埋深变化和地层含砂率的影响导致的。(2)根据超压系统的高时差及低速响应特征,利用3439个叠前时间偏移速度换算层速度,通过5口井的VSP测井速度对层速度进行标定和校正,在此基础上应用Fillippone公式,用地震层速度预测超压,实现了渤南洼陷的三维超压体的可视化,即可对超压体从任意方向切片观察洼陷内超压的空间展布。在减小利用地震层速度预测超压的误差方面,采取了VSP速度优化校正地震层速度,对每个速度谱点分别求取最大、最小压实速度,经预测和实测超压值与层速度的关系对偏小的超压预测值进行补偿,使得82%的预测数据误差在±10%的范围内。(3)利用测井、测压和地质资料综合分析,认为深部大规模超压主要是由生油增压作用造成,不均衡压实作用可能仅具有次要的意义。主要证据有：①超压储层主要为油层或油水同层,是高压含烃流体充注的结果；②超压分布与成熟烃源岩层段有很好的对应关系,超压段烃源岩主要处于生油阶段,渤南深洼区局部热裂解成因天然气可对超压形成有贡献；③岩心观察发现烃源岩发育含油微裂缝,可能指示生油增压导致岩石破裂排油；④盆地模拟恢复古压力演化史显示,早期超压是不均衡压实成因,受后续构造抬升剥蚀作用而减弱,而深部超压与生油增压作用有关；⑤不同超压成因机制下的应力—应变响应机制不同,可根据泥岩声波时差、密度和中子孔隙度与垂向有效应力的关系判断超压成因,渤南洼陷发育的强超压(压力系数>1.5)和中等强度超压(压力系数在1.3～1.5)以及部分弱超压(压力系数为1.1～1.3)与生油增压(流体膨胀)有关,部分中、低强度超压成因可能有欠压实的贡献,但是生油增压作用对该洼陷深部大规模超压的贡献最为重要。利用超压地层的垂向有效应力与声波速度的关系可进一步确定生油增压与欠压实增压的相对贡献率,生油增压贡献率随压力系数增大而增大,压力系数大于1.5的高幅度超压中生油增压比率在60%以上,增压值在15～25MPa之间。(4)渤南洼陷纵向上发育三个超压系统,较浅层沙一段地层发育弱超压带,研究认为是欠压实成因的超压带；沙三、四段发育上、下两个超压系统,沙三中、下亚段的强超压系统构成本区超压地层的主体,沙四上亚段发育了下超压系统。沙一段上部泥岩、沙三中亚段上部的互层泥岩和致密砂岩、沙四上亚段顶部的膏盐层为超压系统的封隔层,封隔层分布的连续性和封闭能力以及断裂的分布和启闭性对超压系统的特征和结构有着重要的控制作用。2.超压地层中砂岩的成岩作用及流体特征(1)根据753片砂岩薄片镜下观察,渤南洼陷超压的沙三、四段地层中的砂岩类型主要为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩,以细砂岩为主；砂岩矿物成分石英含量为20～62%,长石含量为9～40%,钾长石和斜长石含量相当;岩屑含量为8～63%,成分主要为火山岩岩屑和泥质岩岩屑；杂基含量2～10%,为泥质和微晶硅质成分。砂岩机械压实较强烈,石英和长石颗粒间主要为线接触、塑性颗粒挤压变形,石英颗粒有压溶现象；砂岩中胶结物含量平均为17.5%,主要是碳酸盐、粘土矿物和自生石英、长石等：常见碳酸盐交代长石；超压地层砂岩中存在两期溶蚀作用,以长石溶蚀和碳酸盐溶蚀常见。根据岩石结构、自生矿物、粘土矿物和有机质成熟度指标,分析了砂岩的成岩序列和成岩演化阶段。(2)根据研究区859对地层水化学资料,渤南洼陷地层水化学类型以重碳酸钠型(NaHCO3)为主,其次为氯化钙型(CaCl2);矿化度大于20g/L的地层水出现在深度大于3200m的Es3、Es4段地层,随深度增加各类离子含量表现出阶梯状增大,根据地层水离子和组合系数在深度上变化,垂向上可划分出三类水文地质环境：①油田水强交替区,深度范围在0～1300m(Nm底界);②油田水弱交替区,深度在1300～2840m(沙三段超压系统顶界面),矿化度、Na++K+、Cl浓度以及盐化系数随深度增加基本保持不变,Mg2+、SO42-离子含量略微增加；③油田水交替阻滞区,深度大于2840m,矿化度,Na++K+、Mg2+、Cl-和S042-离子浓度以及盐化系数和阳离子交换吸附系数随深度增加而加大,并在强超压发育深度的3673m达到最大值。地层水HC03离子、变质系数和钠氯系数大小变化以2000m(东营组顶界区域不整合面)深度为界。水化学场与超压系统相互作用及烃类生成控制着水-岩和有机-无机相互作用以及流体交换和油气的运移和成藏。(3)根据对研究区沙三、四段24块砂岩样品中80个油包裹体和156个盐水包裹体的观测,渤南洼陷次生矿物包裹体中的三期流体包裹体的均一温度范围分别为65～75℃、75～100℃和100～120℃,对应的同期盐水包裹体均一温度范围分别为80～90℃、105～115℃和125～150℃。包裹体均一温度结合地层埋藏史和热史图得到渤南洼陷沙四段和沙三段砂岩储层的油气充注期次有三期：第一期大约为34～24Ma,油气充注较弱；第二期大约为16～12Ma,充注流体的古盐度低,为0～4wt%NaCl;第三期大约为5～2Ma,流体的古盐度高,为2～20wt%NaCl。根据29块砂岩全岩x衍射矿物定量和74个砂、泥岩样品的碳酸盐C、O同位素温度换算,灰质砂岩中与沉积有关的碳酸盐成岩温度在27.5～32℃,泥岩中碳酸盐温度范围为39～69℃；砂岩中早期方解石胶结物成岩温度在73.5～91.3℃；晚期方解石胶结物成岩温度分布在100.9～136.7℃,平均为117℃。(4)砂岩中自生碳酸盐矿物可以分为两类,Ⅰ类早期碳酸盐胶结物的δ13CPDB在-2-+4‰范围,δ18OpDB在-15.02～-10.3%o；Ⅱ类晚期碳酸盐胶结物的δ13CPDB小于-2‰,δ18OpDB在-11.13～-17.83%0范围。Ⅱ类碳酸盐C同位素与O同位素值有很好的正相关性,表明碳的来源和成岩温度具有密切的联系,与烃源岩随温度增加的生、排烃活动有关。两类碳酸盐中的方解石与白云石含量比值不同,镜下特征也有差异,早期碳酸盐矿物阴极发光为橙红色；晚期碳酸盐矿物阴极发光为暗红色。碳酸盐胶结物阴极发光强度体现了成岩流体介质的变化,阴极发光的环带结构表明了成岩过程中碳酸盐胶结物与多期Mn、Fe离子含量和盐度不同的流体充注有关。3.不同压力系统中油气运聚成藏分析(1)根据渤南洼陷烃源岩成熟、生排烃史模拟和流体势计算结果表明：①沙三下亚段和沙四上亚段烃源岩现今镜质体反射率在0.6～1.3之间,处于主生油期；②烃源岩层系的生、排烃过程主要分为两期,早期在30～24Ma之间,晚期在16Ma～现今,馆陶组沉积末期生、排烃最重要；③洼陷流体势能计算表明,渤南洼陷深洼陷边缘的南部缓坡带是有利的油气聚集区,东营组末期主要是来自沙四上亚段烃源岩的油气发生运移和成藏过程,馆陶组末期沙三下亚段烃源岩的生烃作用及产生的烃类聚集成藏最重要,空间上烃类自高势能区向低势能区运移、聚集,主要发生在馆陶组末期约5Ma至现今。(2)对流体势能计算和流体运移的动力和阻力分析,将成藏动力系统划分为超压系统和常压开放系统,由超压区向常压区,空间上和时间上驱动机制、成藏动力系统和动力作用方式表现出有规律的变化。洼陷中部超压系统内的砂岩含油饱和度与储层物性呈正相关,常压带以浮力为油气成藏动力,油气充满程度受储层物性的复杂控制；深部超压封存系统中浮力驱动的成藏作用较弱,异常高压的存在降低了储层物性下限,有利于深层岩性油气藏的形成。渤南洼陷沙四上亚段膏岩层之下或膏岩层之间的岩性砂岩油气藏,常为高压油气藏。
【作者】罗胜元；
【导师】何生；
【作者基本信息】中国地质大学，矿产普查与勘探，2014，博士
【关键词】渤南洼陷；沙三；四段地层；超压系统；成岩作用；油气成藏；

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